Pontificia Universidad Católica de Valparaíso

Facultad de Ingeniería

Escuela de Ingeniería Química

Investigación y Proyecto I

Estudio de Mercado: “Producción de Energía Eléctrica a través de Biogás”

Profesor: Luis Vega

Integrantes: Héctor Arellano Reyes

Alexis González Sepúlveda

Fecha: 27 de Marzo de 2013

I. Introducción

Cada año, la actividad microbiana libera entre 590 y 880 millones de toneladas de metano a

la atmósfera y cerca del 90% del metano emitido proviene de la descomposición de biomasa.

El resto es de origen fósil, o sea, relacionado con procesos petroquímicos. La concentración

de metano en la atmósfera en el hemisferio norte es cerca de 1.65 partes por millón.

Sumado a esto, y que a partir de la crisis del petróleo a principios de la década del 70 se

produjo un importante crecimiento en las construcciones de biodigestores que se vio frenada

por problemas de orden tecnológico, baja producción de biogás, alta inversión y una la caída

de los precios de los combustibles. Luego a partir de la década de los 90, otro importante

impulso se dio para la construcción de nuevos biodigestores principalmente por la

modificación de la ley eléctrica en Alemania en la cual se incentivo la producción de biogás a

partir de fuentes renovables.

La tendencia de construcción de biodigestores en Europa se mantiene y ha llegado a países

Latinoamericanos como Brasil, Chile, Cuba, Costa Rica, Argentina, entre otros.

El aprovechamiento del biogás depende de variables económicas, medioambientales y

tecnológicas. Las alternativas de aprovechamiento energético del biogás más comunes son:

Motores de combustión interna, con aprovechamiento de la potencia mecánica o

eléctrica y con o sin recuperación de calor (cogeneración)

Biometanización, purificación del biogás a calidad de gas natural, el que se alimenta a

la red de gas natural o como combustible de vehículos.

Combustión directa para la producción de calor.

Turbinas de gas o vapor, con aprovechamiento de la potencia eléctrica y con o sin

recuperación de calor.

La tecnología del biogás puede contribuir sustancialmente a la conservación del medio

ambiente y el desarrollo científico-económico de la energía eléctrica. Sin embargo, el monto

de dinero requerido para la instalación de las plantas puede ser en muchos casos prohibitivo

para la población rural. Por ello, se deben concentran los esfuerzos en desarrollar sistemas

más baratos y en proveer a los interesados de créditos u otras formas de financiación. El

financiamiento del gobierno podría verse como una inversión para reducir gastos futuros

relacionados con la importación de derivados del petróleo y fertilizantes inorgánicos, con la

degradación del medio ambiente, y con la salud y la higiene.

II. Descripción del Producto

Qué es el biogás?

El biogás es un gas producido por bacterias durante el proceso de biodegradación de

material orgánico en condiciones anaeróbicas (sin aire). La generación natural de biogas es

una parte importante del ciclo biogeoquímico del carbono. El metano producido por

bacterias es el último eslabón en una cadena de microorganismos que degradan material

orgánico y devuelven los productos de la descomposición al medio ambiente. Este proceso

que genera biogás es una fuente de energía renovable.

Biología de la producción de metano

Para diseñar, construir y operar plantas de biogás (llamadas biodigestores) es necesario

conocer los procesos fundamentales involucrados en la fermentación del metano. La

fermentación anaeróbica involucra la actividad de tres diferentes comunidades bacterianas.

El proceso de fermentación de los residuos orgánicos, generalmente, ocurre al interior de un

biodigestor y la velocidad de transformación de la materia orgánica está en función de los

substratos utilizados, temperatura de descomposición y del tiempo de residencia del residuo

orgánico en el digestor.

Substratos para la producción de biogás

En la figura 1 se muestra esquemáticamente los diferentes recursos orgánicos (biomasa) que

pueden ser utilizados como sustrato para obtener biogases combustibles en los sectores

objetivos del estudio, es decir: agropecuario, silvícola y acuícola.

Composición y propiedades del biogás

Componente Concentración (vol. %)

Metano (CH4) 50 - 75

Dióxido de Carbono (CO2) 25 - 45

Agua (H2O) 2 (20ºC) – 7 (40ºC)

Nitrógeno (N2) < 2

Oxígeno (O2) < 2

Ácido Sulfhídrico (H2S) < 1

Hidrógeno (H2) < 1

Tabla 1. Composición promedio del biogás

El contenido energético del biogás depende directamente del contenido de metano en el

biogás, el que varía entre un 50% y un 75%. Un metro cúbico de metano tiene un contenido

Figura 1. Sustratos Disponibles para la Producción de Biogás

energético de 9,94 kWh. Si el contenido de metano en el biogás es por ejemplo de 70%

entonces el contenido energético total aprovechable de un metro cúbico de biogás alcanza a

6,8 kWh.

Beneficios de la tecnología del Biogás

Los sistemas de biogás pueden proveer beneficios a sus usuarios, a la sociedad y al medio

ambiente en general:

producción de energía (calor, luz, electricidad) ;

transformación de desechos orgánicos en fertilizante de alta calidad;

mejoramiento de las condiciones higiénicas a través de la reducción de patógenos,

huevos de gusanos y moscas;

reducción en la cantidad de trabajo relacionado con la recolección de leña para

cocinar (principalmente llevado a cabo por mujeres);

ventajas ambientales a través de la protección del suelo, del agua, del aire y la

vegetación leñosa, reducción de la deforestación;

beneficios micro-económicos a través de la sustitución de energía y fertilizantes, del

aumento en los ingresos y del aumento en la producción agrícola-ganadera;

beneficios macro-económicos a través de la generación descentralizada de energía,

reducción en los costos de importación y protección ambiental.

III. Descripción Proyectos Asociados a la Producción de Biogás

Tipos de Proyectos.

Los tipos de proyectos más factibles de generación de biogás de los sectores silvo

agropecuarios y acuícolas, considerando la disponibilidad y ubicación de los recursos,

factores económicos y tecnológicos, son:

Utilización de purines de vacunos y cerdos.

Utilización de guano de aves

Residuos y RILES de Agroindustrias tales como procesadoras de frutas y hortalizas,

faenadoras de carne, suero de leche, etc.

Lodos finales de piscicultura producidos en las primeras etapas de crianza de

salmones y truchas. Los desechos de ejemplares adultos no son rescatables (mar

abierto) y los desechos de procesamiento se utilizan para producir alimentos

animales.

Cultivos energéticos. Estos pueden ser de diverso tipo: maíz, tunas, etc.

En general conviene mezclarlos con desechos animales (purines, guanos).

Dado que requieren de un costo de obtención del sustrato, su factibilidad es menor

en el corto y mediano plazos.

Utilización de residuos forestales. Los residuos forestales pueden ser gasificados,

obteniéndose syngas. A pesar de la alta producción de residuos, más del 90% de ellos

se destina a otros usos, tales como combustible directo, para fabricación de tableros,

etc.

Además esta tecnología no tiene un desarrollo tecnológico aplicado en forma masiva,

lo que encarece su instalación.

Cabe señalar que las plantas permiten la mezcla de residuos, lo que muchas veces es

beneficioso.

Potencial de Recursos y Cantidad de Proyectos Potenciales.

La masa de residuos disponibles de los principales rubros de los sectores en estudio se

muestra a continuación junto con el potencial estimado de biogás que se podría obtener.

Tabla 2. Potencial Energético Biomasa. (*) Como Materia Seca

Con esta disponibilidad de residuos la cantidad potencial de proyectos, bajo cada modelo de

negocio, posibles a nivel nacional llegaría a:

Autoproductor: 3.971 proyectos, de estos cerca del 95% corresponden a uso de un

mix de purines de bovinos y residuos de cultivos agrícolas.

Individual: 113 proyectos, estos corresponden, en su mayoría, a residuos de la cría de

cerdos y pollos en los grandes planteles ubicados en el centro del país. Existe una

pequeña cantidad de productores bovinos (6) que cuentan con sustratos suficientes al

agregar residuos agrícolas disponibles.

Asociativo: 87 proyectos, bajo los criterios de agrupar productores ubicados

geográficamente cerca y que logren una potencia conjunta mayor a 500 kW.

Corresponderían a proyectos que usarían purines de bovinos, aves o agroindustria, en

menor medida podrían participar productores de cerdos.

Incentivos

Existe un conjunto de incentivos otorgados por el Estado, que han impulsado el desarrollo de

algunas ERNC (centrales minihidráulicas y eólicas), pero en el caso del biogás, se han apoyado

varios estudios preliminares con escasos resultados.

El consultor considera que sería necesario modificar los instrumentos existentes para apoyar

los modelos de negocio planteados en este estudio levantando las siguientes restricciones:

a) Los incentivos están orientados a la generación eléctrica, siendo que el biogás se

puede utilizar también directamente como combustible.

b) El tamaño de los proyectos a bonificar tiene un límite inferior muy alto, lo que

excluye a una gran cantidad de proyectos potenciales de biogás, considerando que

éstos en general son de menor tamaño que los de otras energías renovables.

c) Los fondos de garantías estatales (FOGAPE y FOGAIN) sólo cubren hasta el 50% de los

créditos. Estos proyectos son percibidos de alto riesgo por bancos e inversionistas,

por lo que para incentivarlos convendría aumentar el monto de garantía.

d) Los fondos de Capital de Riesgo bajo la línea F3 de CORFO limitan los aportes sólo a

empresas con patrimonio menos a US$ 100.000.

Además de las modificaciones a instrumentos actuales se propone crear un instrumento

específico para impulsar el desarrollo de proyectos asociativos de biogás. El objetivo de este

instrumento sería otorgar un cofinanciamiento para el desarrollo de la asociatividad de

productores de residuos, principalmente agropecuarios tendiente a materializar proyectos

para la producción y el uso energético de biogases combustibles.

El siguiente cuadro resume el número de proyectos que podrían acogerse a los instrumentos

y el costo total que cada uno de éstos tendría para el país bajo dos escenarios, pesimista y

optimista.

Tabla 3. Estimación de Aporte Estatal

IV. Descripción del Comportamiento de la Demanda Energética

En Chile viven 17 millones de personas y cuenta con una capacidad eléctrica instalada de

12.000 MW, desarrollo considerado alto para la región. La generación se divide en un 60% de

origen térmico y un 40% de origen hidráulico. El sistema eléctrico chileno se encuentra divido

en cuatro sistemas interconectados, dos pequeños que por la realidad geográfica del país

abastece a dos zonas aisladas del resto del país, estos son los Sistemas de Aysén y

Magallanes. Y dos sistemas mayores que concentran cerca del 99,5% de la demanda nacional

de energía, estos sistemas son: el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) y el

Sistema Interconectado Central (SIC).

El Sistema Interconectado Central es el principal sistema, pues genera el 76% de la demanda

energética de Chile y atiende al 93% de la población nacional, por lo tanto el consumo es

mayormente industrial (38%) y residencial (20%). La potencia instalada es de 7.867 MW, la

demanda máxima de 5.500 MW, y la energía aportada durante el año 2004 fue de 33.708

GWh. En este sistema existe un amplio dominio hidráulico pues el 60% de la matriz

corresponde a generación hidráulica, el 40% restante corresponde principalmente a

generación térmica: de gas natural y carbón. El principal desafío del sistema es lidiar con la

componente estocástica de la hidrología, y hacer un uso óptimo de este recurso, que

contemple los distintos escenarios futuros.

El sistema Interconectado del Norte Grande en tanto genera el 24% de la energía demandada

en el país, y atiende un consumo fundamentalmente minero (81,5%), donde el consumo

residencial es muy pequeño (4,8%). La potencia de generación instalada es de 3.633,87 MW,

para atender una demanda máxima de 1.534,9MW, y la energía servida durante el año 2004

fue de 11.746,3 GWh. Este es un sistema fundamentalmente térmico (99,63%), donde la

generación ocurre en la costa principalmente y los grandes consumos mineros se encuentran

internados en la cordillera. Es un sistema altamente concentrado en sus consumos, de hecho

tan solo 10 grandes clientes representan el 75% de la demanda total. Debido a la naturaleza

térmica del sistema, el objetivo principal es minimizar costos a partir de las fuentes de

generación, en este sentido hacia mediados de los noventa, se invirtió fuertemente en

tecnologías que funcionaban con gas natural, lo que impacto en una rebaja importante de los

precios, lamentablemente por razones que se detallarán más adelante, esta situación no

pudo ser sostenible y el sistema ha retornado a funcionar fundamentalmente con carbón.

Evolución de Consumo Final de Energía 1982-2006

Entre 1980 y 2006 el consumo final de energía en Chile ha aumentado casi 3 veces, pasando

de 79.791 teracalorías a 227.188.

Al examinar la evolución del consumo final de energéticos durante ese período (figura 2), se

observa que el consumo de electricidad ha aumentado 5 veces, en tanto que el de gas

natural se ha incrementado 11 veces. El consumo de leña crece 2,3 veces, mientras que el

de derivados de petróleo 2,5 veces.

Se aprecia un aumento de la importancia relativa de la energía eléctrica, que parte en 1980

con un 11% de participación en el consumo final y alcanza un 19% en 2006. El gas natural

también muestra un incremento - 1,4% a 7,4% - entre 1980 y 2004.

Sin embargo, a contar de este último año su consumo relativo disminuye, llegando al 5,7% en

2006, al reducirse la disponibilidad del gas argentino.

También se observa una tendencia a la baja en la importancia relativa del consumo de la leña

y derivados del petróleo. En el caso de la leña, la disminución parte de 22% en 1980 y llega a

18,6% en 2006. En los derivados del petróleo, varía desde un 58% a un 53%.

Figura 2. Evolución del consumo de energía final por energético (1982-2006)

Comportamiento de Consumo Sectorial

En términos generales, hay un aumento de la demanda energética en todos los sectores

considerados en el período 1980-2006.

En el sector transporte el consumo de energía se triplica y en el sector residencial aumenta

2,4 veces respecto del año 1980.

Casi de la misma manera el sector industrial minero triplica su consumo.

Figura 3. Evolución del consumo de energía por sector

Mapa del Consumo Eléctrico

El consumo regional de energía eléctrica respecto de los principales destinos (Minería e

Industria) muestra a la Región Metropolitana con la mayor participación dentro del contexto

nacional (29,28%). Gran parte de su consumo se concentra en los destinos Residencial y

Comercial. A nivel regional, el principal consumo de energía eléctrica de Atacama es utilizado

en el procesamiento de Cobre, con un 85,50% del total. En la Región del Biobío la industria de

Celulosa y Papel es el principal cliente, con 35,40%.

Figura 4. Mapa de Chile del Consumo Eléctrico.

Consumo Nacional por tipo de Combustible, Proyección 2007-2030.

En la figura 4 se presenta el consolidado anual del consumo multisectorial por tipo de

combustible durante el período 2007-2030.

La proyección del consumo nacional de combustibles presenta una tendencia general al alza,

con un aumento promedio anual de 5,4%.

Los energéticos de mayor relevancia en el consumo durante todo el período son diesel,

petróleos combustibles, electricidad y leña, representando en conjunto entre un 69% (para

2007) y un 78% (para 2030) del consumo total.

El consumo relativo de diesel y petróleos combustibles aumenta (el diesel incrementa su

importancia relativa de 24% a 31% y petróleos combustibles de 8,5% a 18%) mientras que el

consumo relativo de electricidad y leña, si bien continúan siendo mayoritarios, tienden a

bajar (electricidad disminuye su importancia relativa de 18,5% a 18,1% y leña, de 18% a 11%).

Con respecto al crecimiento del consumo, los energéticos que lideran el aumento son

petróleos combustibles con una tasa anual de 8,9% y diesel con 6,5%. Los consumos de

carbón y kerosene muestran una tendencia constante durante el período.

Figura 5. Consumo Nacional por tipo de combustible, 2007-2030

Consumo Nacional por Sector, Proyección 2007-2030.

En la figura 5 se presenta la proyección del consumo agregado anual de energéticos por cada

sector durante el período 2007-2030.

Como se observa en la figura anterior, transporte lidera el consumo de energéticos con el

38% del consumo agregado en 2007 y se proyecta hacia el 2030 con una participación aún

mayor: 53,8%. El consumo de energéticos por parte de este sector es el que muestra un

mayor crecimiento esperado, proyectándose con una tasa promedio anual de 6,9%.

CPR, en tanto, es el segundo sector en orden de importancia relativa. Su consumo en el año

2007conforma un 26,4% del agregado sectorial. Sin embargo, se espera una disminución

gradual de su importancia relativa y que en el 2030 represente el 19% del total, con una tasa

de crecimiento de 3,8% anual.

Las proyecciones indican que el consumo relativo del sector industria y minas varias se

mantiene en torno al 15% durante todo el período pero se espera que aumente su promedio

anual de 5,3% en el consumo de energéticos.

Con respecto a los demás sectores, que en conjunto representan el 20,3% del consumo total

en el año 2007, se baraja que cada uno de ellos disminuya su participación relativa y hacia el

2030 representen un 12% del total.

Por último, se proyecta que el Cobre sea uno de los sectores con menor crecimiento en

consumo de energéticos, con una tasa anual de 2,6%.

Figura 6. Consumo nacional de energéticos por sector, 2007-2030

V. Actores del Mercado Energético

En el mercado eléctrico chileno participan tres tipos de actores: las empresas generadoras,

las empresas de transmisión y las empresas de distribución. Estas son empresas de capitales

privados que actúan dentro del marco regulatorio establecido por la autoridad, quien

impulsa las políticas energéticas, regula el sector y fiscaliza el cumplimiento de las normas. La

ley limita la participación de empresas de los segmentos generación y distribución en la

transmisión (DFL-4, artículo 7).

El segmento de la generación está dominado por tres empresas, Endesa, Colbún y Gener,

quienes concentran un alto porcentaje de la capacidad instalada en Chile. Sin embargo, a

partir de la promulgación de la Ley Corta II en 2005, se incentivaron las inversiones en

generación mediante la introducción de las licitaciones de suministro de energía por parte de

empresas distribuidoras, lo que ha alentado la entrada de varios nuevos actores a este

segmento en los últimos años.

El negocio de la transmisión está ampliamente dominado por la empresa Transelec. Sin

embargo, la transmisión funciona en régimen de acceso abierto, lo que significa que nuevos

actores pueden participar de la expansión del sistema y acceder a las instalaciones

existentes.

En distribución destacan dos grandes actores. Chilectra, filial del grupo ENERSIS que controla

también a Endesa, concentra el mercado de la Región Metropolitana de Santiago, mientras

CGE Distribución y sus filiales tienen amplia presencia a lo largo de Chile. Chilquinta y el

Grupo SAESA también tienen participaciones relevantes. El resto del mercado se reparte

entre una serie de actores menores.

Empresas Generadoras

Entre las más importantes podemos destacar las siguientes:

1. Empresa Nacional de Electricidad S.A. (ENDESA o Endesa Chile)

2. Colbún S.A.

3. AES Gener S.A.

4. Suez Energy Andino S.A.

5. SN Power Chile

6. Enel Latin America Chile Ltda

7. E-CL S.A. (Ex Edelnor)

1. Empresa Nacional de Electricidad S.A. (ENDESA o Endesa Chile)

Potencia

Además de Chile, ENDESA tiene presencia en otros países sudamericanos a través de

empresas filiales. En Argentina poseen 3.652 MW, 13,5% del sistema interconectado

argentino, en Colombia 2.895 MW, 21,4% de la capacidad instalada del país, en Perú 1.667

MW, 28,5% del sistema. Hay que incluir también la participación que tiene en Brasil a través

de su coligada Endesa Brasil que asciende a 1.005 MW correspondiente al 1% de la capacidad

instalada de ese país. En Chile la capacidad instalada total asciende a los 5.260 MW

(incluyendo a sus filiales). De estos 3.465 MW corresponden a centrales hidroeléctricas

(65,9%), 1.717 MW a centrales termoeléctricas (32,6%) y 78 MW a centrales eólicas (1,5%).

Energía

Durante el año 2009 la generación bruta de Endesa (y sus filiales) alcanzó los 20.952 GWh.

Este número se descompone en 14.915 GWh hídricos (71,2%), 5.988 GWh térmicos (28,6%) y

49 GWh eólicos (0,2%).

2. Colbún S.A.

Potencia

Además de Chile, ENDESA tiene presencia en otros países sudamericanos a través de

empresas filiales. En Argentina poseen 3.652 MW, 13,5% del sistema interconectado

argentino 1, en Colombia 2.895 MW, 21,4% de la capacidad instalada del país 1, en Perú 1.667

MW, 28,5% del sistema 1. Hay que incluir también la participación que tiene en Brasil a través

de su coligada Endesa Brasil que asciende a 1.005 MW correspondiente al 1% de la capacidad

instalada de ese país. En Chile la capacidad instalada total asciende a los 5.260 MW

(incluyendo a sus filiales). De estos 3.465 MW corresponden a centrales hidroeléctricas

(65,9%), 1.717 MW a centrales termoeléctricas (32,6%) y 78 MW a centrales eólicas (1,5%).

Energía

Durante el año 2009 la generación bruta de Endesa (y sus filiales) alcanzó los 20.952 GWh.

Este número se descompone en 14.915 GWh hídricos (71,2%), 5.988 GWh térmicos (28,6%) y

49 GWh eólicos (0,2%).

Empresas de Transmisión

Entre las más importantes podemos destacar las siguientes:

1. Transelec S.A.

2. Compañía Transmisora del Norte Chico S.A. (CTNC S.A.)

3. Transchile Charrúa Transmisión S.A. (Transchile S.A.)

4. Transnet S.A.

5. Sistema de Transmisión del Sur S.A. (STS)

6. Transmisora Eléctrica de Quillota Limitada (Transquillota Ltda.)

7. Empresa de Transmisión Eléctrica Transemel S.A. (Transemel)

1. Transelec S.A.

Transelec nació en 1993 al separarse la División de Transmisión de Endesa. En ese momento

asumió la tarea de manejar el desarrollo, operación y mantenimiento de las instalaciones que

en ese momento pertenecían a Endesa.

El año 2000 la compañía canadiense Hydro Quebec adquirió el 100% de Transelec. El año

2006 hubo un nuevo cambio de propiedad, tras la adquisición por parte de un consorcio

canadiense liderado por Brookfield Asset Management (BAM) del 100% de la compañía. El

año 2007, BAM vendió 10,7% de la participación a Brookfield Infrastructure Partners

Transelec tiene presencia principalmente en el SIC, aunque también cuenta con participación

en el SING.

A continuación se presenta el total de líneas (km por circuito):

Nivel de Tensión [kV] 23 66 110 154 220 500

Longitud por circuito [km] 60 425 548 1.163 3.961 1.010

Tabla 4. Resumen de Líneas por Circuito

2. Compañía Transmisora del Norte Chico S.A. (CTNC S.A.)

Esta empresa se constituyó el año 2005, como filial de Empresa Eléctrica Guacolda S.A., con

el objeto de explotar comercialmente la línea Maintencillo - Cardones 1x220 kV (desde 2009

es 2x220 kV). El fin fue cumplir con la ley 19.940 del 13 de marzo de 2004. La memoria se

puede encontrar en este link.

Esta empresa es propietaria de las siguientes líneas troncales en el SIC:

Empresa Extremo 1 Extremo 2 N° Tensión Longitud

Circuitos [kV] [km]

CTNC S/E Cardones S/E Maitencillo 1 220 132,6

CTNC S/E Cardones S/E Maitencillo 1 220 133,3

Tabla 5. Líneas de Transmisión CTNC

Empresas de Distribución

Entre las más importantes podemos destacar las siguientes:

1. Chilectra S.A.

2. CGE Distribución S.A. (CGE)

3. Chilquinta Energía S.A.

4. Inversiones Eléctricas del Sur S.A. (Grupo SAESA)

5. Empresa Eléctrica Puente Alto Ltda.

1. Chilectra S.A.

Chilectra es filial del grupo Enersis, quien controla el 99% de la propiedad, y es la primera

empresa de distribución de Chile en cuanto a ventas. Su zona de concesión es la Región

Metropolitana de Santiago (RM). Chilectra posee a su vez dos filiales, Empresa Eléctrica de

Colina S.A. y Luz Andes S.A., ambas empresas distribuidoras de la RM. Considerando sus

filiales, Chilectra atiende a cerca de 1,6 millones de clientes en la RM. Durante 2009, sus

ventas de energía alcanzaron los 12.585 GWh. El mayor volumen de ventas se presenta en el

área "Comercio", seguido de cerca por "Residencial" e "Industrial". Chilectra tiene además

participación en empresas de distribución en Argentina (Edesur), Brasil (Ampla y Coelce),

Colombia (Condensa) y Perú (Edelnor).

2. CGE Distribución S.A. (CGE)

CGE Distribución es una empresa filial del grupo CGE. A través de sus diversas filiales, tiene presencia en casi todas las regiones de Chile, exceptuando la Región Metropolitana de Santiago. Consolidando el negocio de distribución, las empresas del grupo CGE abastecen a cerca de tres millones de clientes entre Chile y Argentina. Destaca la toma de control que efectuó CGE del grupo de empresas EMEL en 2007. En Argentina, participa a través de las empresas Energía San Juan, EDET y EJESA y sus filiales.

3. Chilquinta Energía S.A

Chilquinta tiene su área de concesión en la V Región. Atiende a cerca de 500.000 clientes y en

el año 2009, sus ventas de energía alcanzaron los 2.281 GWh. La propiedad de Chilquinta se

concentra en un 99,99% en la estadounidense Sempra. Chilquinta posee además cuatro

filiales: Compañía Eléctrica del Litoral, Energía de Casablanca, Luzlinares y Luzparral.

Proyección de la Oferta Energética

Figura 7. Proyección a 2020

Importación de Energía en Chile

Llama la atención que aunque nuestro país es tan sólo el 57° por número de habitantes en el

Ranking publicado en la International Energy Association (IEA), se ubica en la posición 22° en

importación de energía primaria. Toda la generación hidroeléctrica propia, así como las

centrales de biomasa, eólicas y el uso de leña, está lejos de impedir que Chile sea un

importador neto de energía. Los barcos que periódicamente aprovisionan al país de petróleo

y carbón, así como el gas que llega por distintos medios, hacen que Chile esencialmente

dependa del resto del mundo para satisfacer sus necesidades energéticas.

La figura siguiente muestra como ha caído la producción de petróleo en Chile, al tiempo que

el consumo se ha disparado. Al año 2006, las importaciones de petróleo en Chile ya sumaban

el 98,2%.

Figura 8. Producción, importaciones y consumo de petróleo en Chile.

Se debe tener en cuenta, eso sí, que la IEA (International Energy Association) publica su

anuario 2009 con datos del 2007, año en que las importaciones de gas argentino aún no

cesaban del todo. Si bien estas importaciones fueron reemplazadas con energía importada

también (fundamentalmente petróleo diesel) las cifras posiblemente cambien en el futuro.

VI. Descripción del Precio

Régimen Tarifario

El precio que las empresas distribuidoras pagan por la electricidad necesaria para abastecer a

sus clientes, se denomina Precio de Nudo y se calcula con criterios marginalistas.

El valor que las empresas distribuidores cobran por efectuar el servicio de distribución de

electricidad, se conoce como Valor Agregado de Distribución (VAD), y se calcula

considerando el costo medio en que incurre una distribuidora modelo eficiente para proveer

el servicio.

Para los usuarios de altos consumos, (superior a 2000 kW), la ley dispone la libertad de

precios, suponiéndoles capacidad negociadora y la posibilidad de proveerse de electricidad

de otras formas, tales como la autogeneración o el suministro directo desde empresas

generadores, de modo que se efectúa una valorización del producto electricidad por medio

de negociación directa entre oferentes (generadoras) y demandantes.

Entonces, los generadores pueden comercializar su energía y potencia en el mercado de:

1. Los grandes consumidores o clientes libres (consumo mayor a 2000 KW), a precio

libre.

2. Las empresas distribuidoras, a precio de nudo, tratándose de electricidad destinada a

clientes de precio regulado. Este precio regulado lo determina la CNE por medio de

un mecanismo denominado Fijación de Precios de Nudo, realizado semestralmente

(Abril y Octubre) en cada uno de los sistemas eléctricos.

3. El Centro de Despacho Económico de Carga del respectivo sistema (CDEC), a costo

marginal horario (la potencia y energía que se venden entre miembros de los CDEC

SING y SIC).

Precio de Nudo

Los precios de nudo se fijan semestralmente, en los meses de abril y octubre de cada año. Su

determinación es efectuada a través de un informe técnico que elabora la Comisión Nacional

de Energía (CNE), su fijación se realiza mediante decreto del Ministerio de Economía,

Fomento y Reconstrucción.

El precio de nudo tiene dos componentes: el precio de la energía y el precio de la potencia.

Estos precios se determinan y fijan para todas las subestaciones que conforman el sistema de

generación-transporte y para cada nivel de tensión, en cada uno de los cuatro sistemas

eléctricos del país.

Valor Agregado de Distribución

El Valor Agregado de Distribución es la componente que se suma al precio de nudo para

establecer los precios a clientes finales en zonas de concesión de empresas distribuidoras.

Para esto se considera el precio de nudo en el punto de interconexión del segmento

generación-transporte con las instalaciones de distribución.

En términos simples, el usuario ubicado en la zona de distribución paga un precio dado por la

siguiente expresión:

Precio a usuario final = Pnudo + VAD

El VAD es básicamente un costo medio que incorpora todos los costos de inversión y

funcionamiento de una empresa modelo o teórica, por lo que no reconoce los costos

efectivamente incurridos por las empresas distribuidoras.

El precio a usuario final, es a su vez tratado de manera de representar distintas opciones

tarifarias al cliente, según sus características de consumo.

El Valor Agregado de Distribución es fijado cada cuatro años por el Ministerio de Economía,

Fomento y Reconstrucción, previo informe técnico de la Comisión Nacional de Energía.

Figura 9. Sistemas de Precios en Distribución

Figura 10. Consumidores Abastecidos por Empresas Distribuidoras

Figura 11. Composición de precios a consumidores regulados en distribución

Estimación de Precio de Venta Según el decreto tarifario publicado el 21 de Febrero del presente año, se indican, para cada

concesionaria y sector de nudo, los precios de nudo promedio de energía y potencia, los

valores de los parámetros Rei, Rpi, Kei, Kpi y los AR asociados a cada una de las subestaciones

troncales de generación-transporte.

Figura 12. Composición de Cargos de Energía y Potencia

Figura 13. Tabla Resumen de Precios de Generación y Transmición Energía Electrica

VII. Comercialización de la Energía Eléctrica

El mercado eléctrico en Chile está compuesto por las actividades de generación, transmisión

y distribución de suministro eléctrico. Estas actividades son desarrolladas por empresas que

son controladas en su totalidad por capitales privados, mientras que el Estado sólo ejerce

funciones de regulación, fiscalización y de planificación indicativa de inversiones en

generación y transmisión.

La Generación es un segmento constituido por centrales generadoras de electricidad,

insertas en un mercado competitivo, en donde a mayor demanda, mayor son los costos

marginales de operación y en el cual los precios tienden a reflejar el costo marginal de

producción.

El sistema de transmisión corresponde al conjunto de líneas, subestaciones y equipos

destinados al transporte de electricidad desde generadores hasta los centros de consumo o

distribución. En Chile se considera como transmisión a toda línea o subestación con un

voltaje o tensión superior a 23.000 Volts (V) (las menores se consideran como distribución).

La transmisión es de libre acceso para los generadores mediante el pago de peajes.

Los sistemas de distribución están constituidos por las líneas, subestaciones y equipos que

permiten prestar el servicio de distribuir la electricidad hasta los consumidores finales,

localizados en cierta zona geográfica explícitamente limitada. Las empresas de distribución

operan bajo un régimen de concesión de servicio público de distribución, con obligación de

servicio y con tarifas reguladas para el suministro a clientes regulados.

Figura 14. Proceso de Distribución

VIII. Conclusión

A través de los factores de inversión, innovación y desarrollo energético que esta impulsando el gobierno en el plan estratégico para la generación de energía, se concluye que la transformación de biomasa en metano como fuente de energía renovable no convencional es altamente factible.

Se estima que el potencial técnicamente implementable en la actualidad es de aproximadamente 400 MW de capacidad instalable para generación eléctrica lo que significa alrededor del 3,5% de la capacidad actual del país. Además, en sistemas de cogeneración sería posible obtener energía térmica que, de ser utilizada, aumentaría en alrededor de un 100% la energía aprovechada. A medida que los precios de la energía en los mercados nacionales e internacionales aumentan, el potencial factible también aumentará.

Las cifras anteriores probablemente son una estimación conservadora del potencial de generación de biogás en Chile, debido a las restricciones aplicadas en este estudio a la disponibilidad de biomasa.

Del potencial señalado, los mayores valores corresponden a biomasas que están concentradas, con lo cual se facilita su utilización.

Por otro lado, existe un potencial directo de aproximadamente 150 MW para generación eléctrica correspondiente a la producción de metano a través de reactores ya existentes de riles, de lodos y purines y de vertederos con captación de biogás. Además, para varias industrias que deben tratar sus riles, la biodigestión es una alternativa económicamente interesante que les permitiría contar con biogás para autoabastecimiento energético y/o venta de electricidad y/o calor.

De la evaluación preliminar se obtienen valores relativamente competitivos para la energía generada. Además, en el caso de las empresas que deben instalar plantas de tratamiento de residuos para cumplir con la normativa ambiental, el costo asociado a la generación de energía se reduce considerablemente.

En conclusión podemos decir que la utilización de la energía térmica cogenerada a partir de biogás puede representar un ahorro de combustible importante para las industrias que realicen este tipo de proyectos, lo que se puede traducir en una reducción de sus costos, así como en una mayor independencia energética de la industria.

IX. Bibliografía

http://afexparachicos.tripod.com/biogas.htm

http://www.cne.cl/energias/biocombustibles/tipos-de-energia/337-biogas

http://web.ing.puc.cl/~power/alumno07/generacion%20mareomotriz/2.html

http://antiguo.minenergia.cl/minwww/export/sites/default/05_Public_Estudios/

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http://www.centralenergia.cl/actores/generacion-chile/

http://antiguo.minenergia.cl/minwww/opencms/08_Normativas/Tarificacion.html

http://www.ine.cl/canales/sala_prensa/archivo_documentos/enfoques/2008/

septiembre/energia_pag.pdf

Ministerio de Energía, Decreto N1_PNP Noviembre 2012.

Ministerio de Energía. Modelo de Negocios de Biogás. Informe Final Corregido. Abril

2011.